​Der Kapazitätsmarkt Polens war die wichtigste Einnahmequelle für das landesweite Batterieprojekt-Portfolio und bot langfristige, staatlich abgesicherte Zahlungen für Verfügbarkeit. Von 2022 bis 2024 vergaben polnische Kapazitätsauktionen einige der großzügigsten BESS-Verträge Europas. Bis 2025 sanken die effektiven Kapazitätszahlungen um 85 %. In diesem Zeitraum sind insgesamt 11–12 GW an Batterien zur Lieferung bis 2030 geplant.

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Doch der Kapazitätsmarkt allein kann Batterien nicht mehr tragen, seit der Derating-Faktor gesenkt wurde. Dennoch bleibt das Interesse an der Auktion hoch – das zeigt, dass der Investment-Case für BESS auch im merchant-Modell attraktiv ist.

Day-Ahead-Arbitrage, das neu integrierte aFRR mit PICASSO und ein wachsender Intraday-Markt bilden jetzt das Kerngerüst der merchant-Erlösquellen.

Wichtige Erkenntnisse

• Der BESS-Derating-Faktor fiel innerhalb von drei Jahren von 95 % auf 13,4 %, wodurch feste Einnahmen stark zurückgingen – dennoch wurden im Dezember 2025 noch 5,1 GW physische BESS in der Auktion vergeben.
• Day-Ahead-Spreads lagen in Polen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh, 17 % breiter als in Deutschland – ein lukrativer Markt für BESS.
• Der Markt für Systemdienstleistungen in Polen zeigt weiterhin ungesättigte Einnahmen, aber der europaweite Wettbewerb um aFRR via Picasso beginnt, die Preise in den Sommermonaten zu drücken.

Derating senkte effektive BESS-Kapazitätszahlungen in drei Jahren um 85 %

Der Kapazitätsmarkt in Polen war einer der lukrativsten Europas. Doch in ganz Europa hängt der Erfolg von BESS im Kapazitätsmarkt vom Derating ab, das bestimmt, wie viel der installierten Batteriekapazität in der Auktion zählt. Bei 95 % wird eine 100-MW-Batterie für 95 MW vergütet. Bei 13,4 % nur für 13,4 MW.

In Polen wendete Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE, der polnische Übertragungsnetzbetreiber) diesen Faktor einheitlich auf alle Laufzeiten an – anders als in anderen europäischen Kapazitätsmärkten, wo das Derating mit der Batteriedauer skaliert.

Innerhalb von nur drei Jahren sank das Derating von 95 % auf 60 % und schließlich auf 13,4 % in der letzten Auktion nach aktuellem Regelwerk. Die jüngste Projektwelle erhält daher Kapazitätszahlungen nur noch für ein Siebtel ihrer physischen Kapazität.

Die Auktion im Dezember 2025 vergab 5,1 GW physische BESS-Kapazität, aber nach Derating entspricht das nur etwa 685 MW vergüteter Kapazität. Dennoch war dies das größte Jahr für BESS-Projekte in Polen – ein Zeichen dafür, dass der Markt davon ausgeht, dass merchant-Einnahmen ausreichen, um die Assets zu tragen.

Derating-Mechanismen und die 4-Stunden-Verpflichtung

Das polnische Derating ist flach: Alle Batterielaufzeiten erhalten denselben Faktor, egal ob sie eine Stunde oder vier Stunden liefern können. In Großbritannien hingegen skaliert das Derating mit der Dauer und belohnt explizit zusätzliche Zellen.

Isoliert betrachtet würde ein flacher Faktor Batterien mit kürzerer Laufzeit begünstigen, da sie denselben CM-Credit mit geringeren Investitionen erreichen. Doch der polnische Kapazitätsmarkt verlangt von Teilnehmern, ihre vertraglich zugesicherte Kapazität mindestens vier Stunden am Stück liefern zu können. Diese Mindestanforderung hebt jeden theoretischen Vorteil kurzer Laufzeiten auf. Praktisch müssen Entwickler mit 2-Stunden-Batterien sich weiter selbst abwerten (auf etwa 30 % der installierten Kapazität), um die Verpflichtung zu erfüllen – die Wirtschaftlichkeit ist für kurze Laufzeiten also schlechter als der headline-Faktor suggeriert.

Das zeigt, dass der CM-Vertragswert für BESS-Entwickler nicht mehr als marginale Einnahmequelle gilt. Stattdessen richten Entwickler ihren Fokus direkt auf tiefe Großhandels-Spreads, wobei die Marktgrundlagen auf längere Batterielaufzeiten hindeuten.

Da mit diesem Mechanismus kaum noch Einnahmen zu erzielen sind, liegt der Fokus für polnische BESS nicht mehr auf dem Abschluss großzügiger Kapazitätsverträge. Entscheidend ist, ob der merchant-Erlösstapel stark genug ist, um Investitionen zu rechtfertigen.

Systemdienstleistungen, Day-Ahead-Arbitrage und Intraday bilden jetzt das Kerngerüst der Einnahmen

Abseits des Kapazitätsmarktes wird der Hauptbeitrag zum aktuellen Erlösstapel in Polen zu Beginn aus Systemdienstleistungen stammen. In anderen europäischen Ländern starteten BESS mit hohen Einnahmen aus FCR und aFRR, bevor sie mit zunehmender Marktsättigung in den Großhandel wechselten.

Der Markt für Systemdienstleistungen in Polen hat zwei zentrale Veränderungen durchlaufen. Die Reformen des Ausgleichsmarkts im Juni 2024 trennten offiziell die Rollen von BRP (Balance Responsible Party) und BSP (Balancing Service Provider), wodurch Batterien erstmals direkt als Ausgleichsdienstleister teilnehmen können.

Die Frequency Containment Reserve (FCR) ist eine Systemdienstleistung, die automatisch innerhalb von Sekunden aktiviert wird, um die Netzfrequenz bei 50 Hz zu stabilisieren, sobald Angebot und Nachfrage aus dem Gleichgewicht geraten. Polen beschafft nur 171 bis 197 MW FCR-Kapazität, aufgeteilt in Aufwärts- und Abwärtsregelung. Die Preise liegen im Schnitt bei 15 bis 25 €/MW/h. Das beschaffte Volumen ist von PSE festgelegt und steigt im Januar 2026 von 171 MW auf 197 MW.

Für BESS-Betreiber bietet FCR stabile Einnahmen und eine große Chance für frühe Assets, diesen Markt zu dominieren. Doch bei unter 200 MW Markttiefe könnten schon wenige BESS-Anlagen diesen Markt schnell sättigen.

aFRR bietet größere Tiefe, sieht aber europaweite Sättigung mit PICASSO

Die zweite relevante Systemdienstleistung für Batterien ist die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR), die innerhalb von 5 Minuten auf Frequenzabweichungen reagiert und die FCR ablöst. Für aFRR werden 400–500 MW Aufwärts- und 400–440 MW Abwärtskapazität beschafft – eine größere Tiefe als bei FCR.

Am 11. Juli 2025 trat Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) PICASSO (der europäischen Plattform für grenzüberschreitende aFRR-Aktivierungen) bei und integrierte Polen in einen gemeinsamen Pool für automatische Frequenzwiederherstellung. Seitdem zeigen die aFRR-Kapazitätspreise eine anhaltende Lücke zwischen Aufwärts- und Abwärtsregelung. Aufwärtskapazität liegt im Schnitt bei etwa 35 €/MW/h, ungefähr doppelt so hoch wie die Abwärtspreise von 15 bis 25 €/MW/h.

Für BESS-Betreiber ist allein die Kapazitätszahlung eine verlässliche Einnahmequelle in einer noch nicht gesättigten Welt. Eine Batterie, die sich voll für beide Richtungen der aFRR verpflichtet, hätte fast 500.000 €/MW/Jahr allein für die Verfügbarkeit verdienen können – Aktivierungszahlungen noch nicht eingerechnet.

Frühe Marktteilnehmer erzielen höhere Anfangsrenditen, aber sobald Gigawatt an Batterien ans Netz gehen, sinken die Preise auf langfristige Durchschnittswerte – wie in Großbritannien, Deutschland, Australien und ERCOT zu beobachten.

Day-Ahead-Arbitrage: Solar prägt bereits polnische Day-Ahead-Preise

Da die Einnahmen aus Systemdienstleistungen oft schnell sinken, sobald eine Welle von BESS in den Markt kommt, muss das langfristige Geschäftsmodell für Batterien auf einer Arbitrage-Strategie im Day-Ahead-Markt basieren. Polen verfügt bereits über mehr als 24 GW Solarkapazität. An Tagen mit hoher Einspeisung reicht das aus, um tiefe "Duck Curves" bei den Day-Ahead-Preisen zu erzeugen.

An sonnigen Tagen fallen die Mittagsstrompreise unter –90 €/MWh, da Solarstrom den Markt überschwemmt. Polens unflexible Kohleflotte, die weiterhin den Großteil der Grundlast stellt, kann nicht schnell genug herunterfahren, um den Überschuss aufzunehmen. Das Abschalten und Wiederanfahren eines Kohleblocks ist teurer als ein paar Stunden negative Preise zu akzeptieren – deshalb laufen die Anlagen weiter, aber mit geringerer Auslastung.

Wenn die Solarproduktion am Abend abnimmt, steigt die Nachfrage, aber Kohlekraftwerke können nicht schnell genug hochfahren, um die Lücke zu schließen – die Preise steigen dann auf über 150 €/MWh. Die daraus resultierenden täglichen Spreads lagen 2025 im Schnitt bei 153 €/MWh, 17 % breiter als in Deutschland.

Intraday-Markt: von dünn zu essenziell

Das polnische Intraday-Volumen erreichte 2025 an den EPEX- und TGE-Börsen 6,7 TWh – ein Plus von 170 % gegenüber dem Vorjahr. Das ist zwar immer noch gering im Vergleich zu Deutschlands 106 TWh, aber die Wachstumsrate ist in dieser Phase wichtiger als die absolute Größe.

Fünfzehn-Minuten-Produkte starteten im Juni 2024, und ein neues Liquiditätsanbieter-Programm der Towarowa Giełda Energii (TGE, polnische Strombörse) begann Anfang 2026.

Für BESS setzt der Day-Ahead-Markt den Maßstab, während Intraday die Möglichkeit bietet, Positionen bei sich ändernden Prognosen und Ausgleichssignalen neu zu handeln. Ein tiefer Intraday-Markt erlaubt es Batterien, ihre Positionen mehrfach umzuschichten, die Flexibilität optimal zu nutzen und die Einnahmen zu steigern.

Kohleausstieg und wachsender Anteil erneuerbarer Energien vergrößern die Spreads

Polens Kohleflotte schrumpft unter wachsendem Druck durch das EU-Emissionshandelssystem und alternde Infrastruktur.

Mit sinkendem Kohleanteil an der monatlichen Stromerzeugung und dessen Ersatz durch volatile Erneuerbare steigen die durchschnittlichen Day-Ahead-Spreads. Jeder Prozentpunkt weniger Kohleanteil erhöht den Spread um rund 6 €/MWh pro Tag.

Polen plant bis 2035 den Zubau von 30 GW Wind- und Solarkapazität, mit dem Kohleausstieg als Endziel. Jedes zusätzliche Gigawatt Erneuerbare verschärft die Rampen im Netz, erhöht Prognosefehler und führt zu mehr Abregelungen. Für BESS bedeutet dies breitere Arbitrage-Spreads und einen tieferen Intraday-Markt, da Erneuerbare ihre Prognosefehler ausgleichen müssen.

Was das für BESS-Investoren und -Entwickler bedeutet.

Der Markt ist jung:

• Die geringe Zahl betriebsbereiter Batterien sorgt dafür, dass FCR- und aFRR-Einnahmen hoch bleiben, bis mehr Batterien in den Markt kommen.
• Die Intraday-Liquidität liegt mit 6,7 TWh 16-mal unter der Deutschlands
• Es gibt noch keine Betriebserfahrung mit großskaligen BESS in Polen als Benchmark

Das führt zu einem Markt mit starken Fundamentaldaten, aber einer Infrastruktur, die noch nachzieht.